پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Simulation of CO2 Injection in Asmari Reservoir for EOR and Sequestration, and Investigation of Effective Operational Parameters: Case Study شبیه سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی اکسیدکربن در مخزن آسماری با هدف ازدیاد برداشت نفت، دفع دی اکسیدکربن و بررسی پارامترهای موثر عملیاتی: مطالعه موردی 4 14 592 10.22078/pr.2016.592 FA ناصر حسنی انستیتو مهندسی نفت، دانشگاه تهران 0000-0002-4506-2024 بهنام صدایی سولا انستیتو مهندسی نفت، دانشگاه تهران فرهنگ جلالی انستیتو مهندسی نفت، دانشگاه تهران سیدامیر میرعظیمی انستیتو مهندسی نفت، دانشگاه تهران مهران کرمی شرکت نفت و گاز اروندان، تهران Journal Article 2016 06 01 CO2 injection is one of the most common methods in enhanced oil recovery. Objective of this paper is to simulate continuous CO2 injection in field scale to obtain recovery factor of CO2 flooding and storage capacity of carbon dioxide in an oil field located in South-West of Iran. It has been considered that CO2 is captured from external flue gases in Ramin Power Plant. Using the commercial software and validated compositional reservoir model, the most affecting operational parameters such as injected CO2 volume, injection rate, location and number of injected wells, perforated intervals, GOR constraint of production wells, and CO2 solubility in the aquifer were investigated. Simulation results have shown that increasing the injected volume of CO2 causes increase in storage capacity, but not in the oil recovery factor necessarily. The most effective parameters on oil recovery factor are injection rate and perforated intervals. Injection in lower layers increases the recovery factor and storage capacity, simultaneously. Limiting the production wells with GOR constraint, increases the storage capacity and reduces the oil recovery factor. CO2 solubility in aquifer reduces the recovery factor of the process and increase CO2 storage capacity. Finally, at the best scenario, recovery factor obtained from continuous CO2 injection is around 7.5%, and CO2 storage capacity is 33 BSm3 equal to 60 MM metric Ton. تزریق دی‌اکسیدکربن یکی از رایج‌ترین روش‌های ازدیادبرداشت نفت است. هدف این مقاله شبیه‌سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی‌اکسیدکربن در مقیاس میدانی به منظور محاسبه ضریب بازیافت این فرآیند و ظرفیت ذخیره‌پذیری دی‌اکسیدکربن در یکی از میادین جنوب غربی ایران است. گاز دی‌اکسیدکربن مورد نیاز از جریان گازهای خروجی نیروگاه برق رامین جدا خواهدشد. با استفاده از نرم‌افزار تجاری، شبیه‌سازی ترکیبی مدل مخزن واقعی انجام و تاثیر مهمترین پارامترهای عملیاتی نظیر حجم گاز تزریقی، نرخ تزریق گاز، تعداد و محل چاه‌های تزریقی، محل مشبک‌کاری چاه‌های تزریقی، نسبت گاز به نفت مجاز چاه‌های تولیدی و همچنین انحلال دی‌اکسیدکربن در آبده بررسی شد. نتایج شبیه‌سازی نشان می‌دهد که افزایش حجم گاز تزریقی اگرچه ذخیره‌سازی دی‌اکسیدکربن را افزایش می‌دهد، اما لزوما ضریب بازیافت نفت را افزایش نخواهد داد. نرخ تزریق و کیفیت عملیات مشبک‌کاری لایه‌ها بیشترین تاثیر را در ضریب بازیافت نفت دارند. تزریق در لایه‌های تحتانی به طور همزمان ضریب بازیافت و ذخیره‌پذیری گاز را افزایش داده و افزایش فاصله چاه‌های تزریقی و تولیدی سبب افزایش ضریب بازیافت نفت می‌شود. افزایش نسبت گاز به نفت تولیدی مجاز، ذخیره‌پذیری گاز را کاهش و ضریب بازیافت نفت را افزایش می‌دهد. انحلال بخشی از گاز دی‌اکسیدکربن تزریقی در آبده موجب کاهش ضریب بازیافت و افزایش ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن می‌شود. در بهترین سناریو، ضریب بازیافت فرآیند تزریق گاز 5/7% و ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن BSm3 33، معادل 60 میلیون تن گاز دی‌اکسیدکربن است.

https://pr.ripi.ir/article_592_119e6cd47e91ab89cb8511b4860f6804.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Optimal Tuning of MTBE Reactive Distillation Tower Controllers Using NSGA-II میزان‌سازی بهینه کنترلرهای برج تقطیر واکنشی تولید متیل ترشیو بوتیل اتر با استفاده از الگوریتم ژنتیک غیرمغلوبی 15 29 593 10.22078/pr.2016.593 FA علیرضا بهروزسرند دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه صنعتی ارومیه 0000-0001-7924-2739 رحیم حسن‌زاده دانشکده مهندسی مکانیک، دانشگاه صنعتی ارومیه Journal Article 2016 06 01 Control of reactive distillation (RD) column is a challenging task due to its high degree of non-linearity, strong interactions, steady state multiplicity, time delay, process uncertainties, and the large number of possible control configurations. On the other hand, important products such as methyl tertiary butyl ether and ether tertiary butyl are produced via this method. An optimal control of methyl tertiary butyl ether (MTBE) column is studied in this paper utilizing the Multiobjective Genetic Algorithm concept in conjunction of Proportional-Integral-Derivative (PID) controller. The novelty of the work is in the optimal tuning of PID controllers by minimizing of two objective functions (Overshoot and Integral of Absolute Error (IAE)) through Non-Dominated Sorting Genetic Algorithm-II (NSGA-II). Numerical results show that NSGA-II based tuning method has excellent ability in optimal control of MTBE RD column. کنترل برج‌های تقطیر واکنشی یکی از مشکلات اصلی پیش روی این نوع فرآیندها می‌باشد که دلایل اصلی آن غیرخطی بودن زیاد سیستم، برهم‌کنش‌های بسیار شدید، چندگانگی در شرایط پایدار، تاخیر زمانی، عدم قطعیت فرآیند و تعداد بالای ساختارهای ممکن کنترلی می‌باشد. از سوی دیگر محصولاتی مانند متیل ترشیوبوتیل اتر و اتیل ترشیوبوتیل اتر از جمله محصولات مهمی هستند که از این روش تولید می‌شوند. در این پژوهش برای بهینه‌سازی ضرایب کنترلرهای تناسبی- انتگرالی- مشتقی برج تولیدکننده محصول متیل ترشیوبوتیل اتر از الگوریتم ژنتیک چند تابعی استفاده شده است. برای این منظور ضرایب بهینه کنترلرها از طریق کمینه‌سازی دو تابع هدف میزان فرارفت و انتگرال کل خطاهای حاصل از کنترلرها با استفاده از الگوریتم ژنتیک غیر مغلوبی 2 تعیین شده است. نتایج عددی نشان می‌دهد که این الگوریتم دارای توانایی بسیار بالا در بهینه‌سازی ضرایب کنترلی فرآیندهای غیرخطی مانند تقطیر واکنشی تولید محصول متیل ترشیوبوتیل اتر در مقایسه با روش‌های قدیمی است.

https://pr.ripi.ir/article_593_25e6214ebb59815b6377145cfab9b5b1.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 The Evaluation of Effects of Anti Gas Migration Additive on Cement Slurry Physical and Mechanical Properties at Real Well Conditions بررسی کارآیی و اثر افزودنی مهار کنندة مهاجرت گاز بر روی خواص فیزیکی و مکانیکی سیمان حفاری در شرایط واقعی چاه 30 42 594 10.22078/pr.2016.594 FA حمید سلطانیان دانشکده معدن، دانشگاه شاهرود، شاهرود محمد عطایی دانشکده معدن، دانشگاه شاهرود، شاهرود رضا خالو کاکائی دانشکده معدن، دانشگاه شاهرود، شاهرود عزت ا... کاظم‌زاده پژوهشکده مهندسی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران Journal Article 2016 06 01 Formation fluid migration to the cement column is one of the most common and costly problems occurring in most gas and some oil wells, which could lead to some hazardous consequences. Some major oil companies have designed special additives to mitigate or preferably eliminate the phenomena of gas migration. With respect to most Iranian oil and gas fields, the use of anti gas migration additives is highly required. In one gas filed as a case study, despite the application of anti gas migration additive to the cement recipe, the problem of gas migration through cement is still occurring. In this investigation, the process of quality control of the additive by use of FMA utility has been done and the effects of using this special chemical on all cement properties have been studied. Results showed that adding anti gas migration additives is not the only solution to overcome gas migration problem in cements. The main key in using anti gas migration additives is to optimize additive consumption and design slurry with acceptable properties such as zero free water, total API fluid loss value less than 50 cc, early compressive strength development in less than 5 hours, right angle set pattern in thickening time test (time between 30 and 70 BC must not exceed 25 minutes) and rapid gel strength development between 250 to 500 lb/100 ft2. Fortunately, by use of special anti gas migration additive from domestic source which is called PK-90 all aforementioned criteria had been met. مهاجرت گاز و سیالات سازندی به درون ستون سیمان یکی از مشکلات متداول و در عین حال پرهزینة چاه‌های گازی و بعضی چاه‌های نفتی است، که می‌تواند پیامدهای زیانباری را به دنبال داشته باشد. درهمین راستا، شرکت‌های مختلف نفتی افزودنی‌های مختلفی را تحت عنوان «ضد مهاجرت گاز» ارائه نموده‌اند تا خطر مهاجرت گاز به درون سیمان به مقدار قابل توجهی کاهش یا به طور کامل حذف گردد. باتوجه به خصوصیات مخازن گازی و نفتی ایران، وجود این افزودنی‌ها در فرمول دوغاب سیمان اغلب چاه‌ها لازم است. مطالعات انجام شده برروی یکی از مخازن گازی نشان داده است با وجود اینکه در ترکیب دوغاب سیمان چاه‌های این مخزن از افزودنی ضد مهاجرت گاز استفاده شده ولی در بیشتر موارد هنوز مشکل مهاجرت گاز مشاهده گردیده است. در این مقاله به منظور پیدا کردن عوامل احتمالی، سعی بر آن شد که افزودنی ضد مهاجرت گازِ به کار گرفته شده در ترکیب دوغاب سیمان، با استفاده از دستگاه منحصر به فرد آنالیز مهاجرت گاز مورد کنترل کیفی قرار گیرد و تاثیر آن برروی خواص مختلف دوغاب سیمان اعم از خواص فیزیکی و مکانیکی مشخص گردد. با توجه به نتایج به‌دست آمده از این تحقیق می‌توان گفت که صرفا با افزودن مادة ضد مهاجرت گاز قادر نخواهیم بود که از مهاجرت گاز در ستون دوغاب سیمان جلوگیری کنیم. لذا در طراحی دو غاب سیمان مطلوب، باید ضمن به‌دست آوردن مقدار مصرف بهینه، تمامی پارامترهای موثر در کنترل مهاجرت گاز که شامل کاهش مقدار آب آزاد در حدّ صفر، افت صافی زیر 50 میلی‌لیتر API، مدت زمان رسیدن به مقاومت فشاری psi 500 در کمتر از hr 5، مدت زمان نیم‌بندش بین 30 تا Bc 70 حداکثر min 25 و رشد بسیار سریع مقاومت ژله‌ای بین 250 تا (lb/100 ft2) 500 است برآوردة گردد، که خوشبختانه تمامی موارد فوق با کمک افزودنی ضد مهاجرت گاز (PK-90) ساخت داخل کشور تامین گردیده است.

https://pr.ripi.ir/article_594_651d399eb98e8be4dfbe77d56d472b85.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Semi-Analytical Simulation of Physicochemical Interaction for Reactive Shales شبیه‌سازی نیمه تحلیلی برهم‌کنش شیمیایی- فیزیکی شیل‌های حساس به آب 43 53 595 10.22078/pr.2016.595 FA سید مرتضی میرعباسی دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران جواد عامری دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران Journal Article 2016 06 01 Shale formation instability is the main source of many problems in drilling operation causing significant costs and wasting time. Prior to drilling, mechanical stresses are less than fracture resistance of rock and chemical conditions are in balance within the formation. Because of that, in this balanced situation, the formation is stable. However, shear, tensile and compressive forces vary around the wellbore after drilling operations. Under these conditions, the rocks around the well become unstable. On the other hand, while the formation contacts with drilling fluid, chemical interactions occur, one of possible reasons for the wellbore instability. Hydraulic pressure transmission and osmotic pressure are the main mechanisms of shale formation instability. Thus it is very vital to delay the pore pressure increase surrounding the well. This can be achieved by adding various salts and applying different types of nano-particles or polymers to block the shale pores to improve the shale membrane properties. In order to prevent consequential problems associated with shale formations, it is necessary to study the formation characteristics and evaluate changes occurred due to rock-fluid interaction. Hence, in this paper, the field equations governing the problem have been derived based on the linear chemo-poroelastic theory. Since Diffusion equations are mainly fully coupled, therefore by using analytical/ numerical methods, these equations have been decoupled and solved finally. The simulation results show that the proposed model can appropriately simulate the pore pressure transmission test (PPTT) and shale formation behavior contact with drilling fluid. ناپایداری سازندهای شیلی، منشا اصلی بسیاری از مشکلات حفاری است که منجر به صرف هزینه‌های زیاد و اتلاف زمان می‌شود. پیش از حفاری، تنش‌های مکانیکی سازند، کمتر از مقاومت سنگ بوده و شرایط شیمیایی نیز در حال تعادل است. سنگ تحت این شرایط متعادل، در حالت پایدار قرار دارد. اما پس از عملیات حفاری، نیروهای برشی، کششی و تراکمی سنگ اطراف چاه، تغییر می‌نماید. فعل و انفعال‌های شیمیایی نیز در اثر تماس سازند شیلی با سیال حفاری رخ می‌دهد که خود دلیلی برای ناپایداری دیواره چاه می‌باشد. مکانیزم‌ عمده ناپایداری سازند شیلی، انتقال فشار هیدرولیکی و همچنین پدیده اسمزی است. به تاخیرانداختن افزایش فشار منفذی در نزدیک دیواره چاه، امری ضروری است. این امر می‌تواند با افزایش خاصیت غشایی شیل از طریق افزودن نمک‌های مختلف و انسداد فیزیکی منافذ شیل با استفاده از انواع نانو ذرات و یا پلیمرها محقق گردد. برای جلوگیری و حل مشکلات ناشی از سازندهای شیلی، شناخت و بررسی ویژگی‌های سازند و همچنین تغییر و تحولات پدید آمده در اثر واکنش‌های متقابل سنگ و سیال، ضروری به نظر می‌آید. از این رو در این مقاله با به کارگیری تئوری پوروالاستیک شیمیایی خطی، معادلات میدانی حاکم بر مسأله استخراج شده است. با توجه به اینکه معادلات انتشار به صورت کوپل کامل می‌باشند، با استفاده از روش‌های تحلیلی و عددی، این معادلات جداسازی و نهایتا حل شده‌اند. نتایج به‌دست آمده از این شبیه‌سازی نشان می‌دهد که مدل ارائه شده، می‌تواند تست انتقال فشار منفذی و رفتار سازند شیلی در مجاورت سیال حفاری را به خوبی شبیه سازی کند.

https://pr.ripi.ir/article_595_50b373ec5a527b0741c70fbe7e35647a.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Analysis of Collapse Reasons of Casing Pipes and Formation Pressure changes of Zone 4 of the Member 7 of Gachsaran Formation, Marun OilField بررسی دلائل مچالگی لوله‌های جداری و تغییرات فشار سازندی زون 4 بخش 7 سازند گچساران در میدان نفتی مارون 54 65 596 10.22078/pr.2016.596 FA صفورا هاشمی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه شهید چمران اهواز بهمن سلیمانی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه شهید چمران اهواز فرخ ناصری کریموند معاونت زمین‌شناسی گسترشی شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، اهواز Journal Article 2016 06 01 One of the major problems in drilling process of zone 4 of the member 7 of Gachsaran Formation in Marun oilfield is casing collapsing. This problem is investigated in this paper in view of geological prospect. To study the petrography it is used 500 thin sections and different well logs such as gamma ray, sonic, graphic well logs are applied to plot stratigraphic columns and wells correlation and also provide isochors and isobar maps. The petrographic study indicated that the main lithology of zone 4 is marl with a minor association of limestone and anhydrite. The collapse problem in marly intervals is more common while drilling program. According to isochor maps provided for zone 4 there is max thickness in the axial part, southern flank of the north eastern part and east end of the field. According to the isobar maps, high pressure points of Zone 4 are in the axial part and western end of the field and low pressure locations are in the curvature part of the anticline and northern part of the field. By comparing the stratigraphic column, the isobar and isochor maps it can be concluded that the formation pressure changes in zone 4 is affected by variation in thickness, lithology, structural shape and tensions trends exerted on Marun anticline structure. از جمله مشکلات حفاری در میدان نفتی مارون، مچالگی لوله‌های جداری در زون 4 از بخش 7 سازند گچساران این میدان است که در این مقاله، این مشکل از دیدگاه زمین‌شناسی مورد بررسی قرار گرفته است. در این راستا از 500 مقطع نازک تهیه‌شده از خرده‌های حفاری افق‌های مختلف بخش هفت این سازند برای بررسی خصوصیات سنگ‌شناسی، از نمودارهای پرتو گاما، صوتی و نمودارهای ترسیمی سرچاه جهت تهیه چارت‌های تطابق چینه‌ای، شناسایی تغییرات ضخامت، تهیه‌ نقشه هم‌‌فشار استفاده گردید. مطالعات پتروگرافیکی صورت گرفته نشان داد که لیتولوژی عمده زون 4 مارن به همراه مقدار اندکی آهک و انیدریت می‌باشد و این مارن‌ها بیش‌ترین نقش را در بروز مچالگی داشته‌اند. با توجه به نقشه هم‌ضخامت تهیه‌شده برای زون 4 مشخص گردید که این بخش در قسمت شمال غرب در یال جنوبی و در انتهای شرقی میدان بیش‌ترین ضخامت را دارا است. با توجه به نقشه هم‌فشار تهیه‌شده، نقاط پرفشار زون 4 به‌طور عمده در بخش محوری و در انتهای غربی میدان و تمرکز نقاط کم فشار بیشتر در ناحیه خمش تاقدیس مارون در مرکز و ناحیه شرقی میدان می‌باشد. بنابراین با مقایسه ستون‌های انطباق چینه‌ای و نقشه‌های هم‌فشار می‌توان نتیجه گرفت که تغییرات فشار سازندی در زون 4 متأثر از تغییرات ضخامت، لیتولوژی، شکل ساختمان و تنش‌های وارده بر ساختار تاقدیس مارون است.

https://pr.ripi.ir/article_596_e1c909c71889aaa0d903b930cf328793.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Reduction of Polymers Usage in the Drilling Fluids by Modification of the Low Quality Bentonites Using Proper Chemical Compounds بهبود کیفیت بنتونیت‎های نامرغوب با مواد شیمیایی مناسب برای کاهش مصرف پلیمرها در سیالات حفاری پایه‏آبی 66 75 597 10.22078/pr.2016.597 FA حبیبه شیخ رستم آبادی پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران علیرضا نصیری پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت سید جمال شیخ ذکریایی دانشکده مهندسی نفت، واحد علوم وتحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران محمود معماریانی ژوهشکده علوم زمین، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران Journal Article 2016 06 01 The drilling fluids play a significant role in the drilling of oil and gas wells. Bentonite is one of the consumable components of the drilling fluid which is used to reduce the fluid loss. The production of high quality bentonite resources which are suitable for drilling is declining in our country, Hence it is necessary to improv the quality of available bentonites. Using polymer additives is a conventional method for improving the quality of bentonites which has attracted the attention of researchers. However, some disadvantages of these compounds such as expensive production procedures and formation damages motivate researchers for developing some new improving methods to reach the high quality drilling fluids. The main aim of this research is to improve the quality of poor bentonites through amencling water absorption capability and increasing the rheological properties. The Properties of 12 types of bentonite were investigated and two compounds B9 with the lowest quality and B6 with the highest quality were selected for further investigations. Carbon ate and magnesium base chemical substances were then added to such compounds and their properties were investigated, too the results showed that adding Carbonate and magnesium compounds could result in a quality improvment of bentonites which satisfied the API RP 13-A standard requirements. The modified bentonite showed about 6.5 times better rheological properties and 2-5 folds lower fluid loss as compared to the untreated sample. The results also showed that the modified bentonite could be a good choice for replacement of the conventional carboxymethyl cellulose and starch in the polymeric drilling fluids, based on their 2.5 to 4 times better rheological properties. در حفر چاه‏های نفت و گاز، سیال حفاری نقشی بسیار مهم دارد. یکی از مواد مصرفی در سیالات حفاری، ماده معدنی بنتونیت به همراه آب است که برای کنترل تراویده سیال استفاده می‌شود. تولید بنتونیت با کیفیت مورد نیاز صنعت حفاری در معادن کشور رو به کاهش گذاشته است. از این رو به ارایه روشی جدید برای افزایش کیفیت این ماده در سیالات حفاری نیاز است. معمولا برای جبران عملکرد ضعیف بنتونیت‌های نامرغوب، استفاده از پلیمرها به ‏صورت افزودنی در سیال حفاری، توجه پژوهشگران را بیش‏تر جلب کرده است. اما این مواد عیوبی نیز دارند که از آن جمله می‌توان به آسیب سازند و بالا بودن هزینه تولید اشاره کرد. بنابراین پژوهش‌هایی متفاوت در زمینة استفاده از روش‌های دیگر در حال انجام هستند. در این پژوهش ارتقای کیفیت بنتونیت‌های نامرغوب از راه بهبود قدرت جذب آب و افزایش خصوصیات رئولوژیکی آنها، مدنظر بوده است. بدین منظور ابتدا 12 نوع بنتونیت حفاری با کیفیت مختلف تهیه و خصوصیات آنها بررسی شد. نمونه 6-B به‏عنوان بنتونیت با کیفیت نسبتا خوب و نمونه 9-B به‏عنوان بنتونیت با کیفیت بسیار ضعیف انتخاب و سپس مواد شیمیایی با پایه کربناتی و منیزیمی به آنها اضافه و خصوصیات آنها اندازه‏گیری شد. نتایج نشان داد که با افزایش هر دو ماده شیمیایی می‌توان بنتونیت‌هایی با کیفیت قابل ‏قبول مطابق با استاندارد API RP 13A به‌دست آورد. به‌صورتی که سیالات بهسازی شده‏ توانستند به‏طور میانگین خصوصیات رئولوژیکی را 5/6 برابر بهبود ببخشد و همچنین تراویده سیال در بنتونیت بسیار ضعیف را حدود 5/2 برابر کاهش دهند. همچنین نتایج نشان داد که خواص رئولوژیکی این بنتونیت‌ها 5/2 تا 4 برابر پلیمر کربوکسی متیل سلولز و نشاستة حفاری در سیال بنتونیتی است. بنابراین افزودنی‌های شیمیایی ذکرشده می‌توانند برای کنترل خواص رئولوژیکی جایگزین سیالات پلیمری شوند

https://pr.ripi.ir/article_597_8cec5f2bfe96a1125aa7e51197a88bf0.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Study of Decolorization Ability of Orange Azo β-NapHtol by Halomonaz Strain Gb bacteria and Optimization the Effects of Concentration, pH and Temperature بررسی توانایی رنگبری رنگ آزو بتا نفتول نارنجی توسط باکتری نمک‌دوست Halomonaz Strain Gb و بهینه‌سازی فاکتورهای دما، pH و غلظت 76 87 598 10.22078/pr.2016.598 FA غزاله انتظاری گروه مهندسی شیمی، دانشکده فنی و مهندسی، واحد علوم تحقیقات دانشگاه آزاد مریم اوتادی گروه مهندسی شیمی، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه آزاد واحد تهران مرکزی راهبه امیری گروه شیمی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه آزاد واحد تهران شمال Journal Article 2016 06 01 Through this research, the ability of orange Azo β-NapHtol’s decolorization by Halomonaz Strain Gb bacteria and the efect of conectration, PH adn temoeratureon decolorization studied. The optimal conditions for decolorization were obtained via changing the level of different factors while keeping one factor in each test constant, is assayed. The final result shows the maximum percentage of decolorization (88%) by 40 ppm concentration, 38˚C and pH = 9 after 6 days of process. As a result of testing in a wide range of concentration (15-125 ppm), decolorization ability of the bacteria divided in two parts: examinations with concentration of less than 40 ppm and more than 40 ppm. The most effective factor was pH and increasing pH in a range of 6-10 caused a remarkable increase in decolorization. Temperature of 35-40˚C did not too have much effect on the decolorization. Comparison of arising spectrums from HPLC and UV-Vis before and after decolorization and observing the totomery ph enomenon in arising spectrums from IR confirmsthe considerable decolorization. Because of halopHilic and halotolerant bacteria, the amount of %5 (W/V) Sodium Chloride was added during all the tests. در این پژوهش توانایی رنگبری رنگ آزوی بتا نفتول نارنجی توسط باکتری نمک دوست (Halomonaz Strain Gb) و اثر فاکتور غلظت، pH و دما بر رنگبری بررسی می‌شود. با استفاده از ثابت نگهداشتن یک عامل و تغییر عوامل دیگر شرایط بهینه رنگبری، حاصل می‌شود. بالاترین درصد رنگبری 88% است که درغلظت ppm 40 و دمای C˚38 و 9=pH، پس از 6 روز گرماگذاری به‌دست آمد. غلظت در محدوده وسیع 15-ppm 125 بررسی شد و به همین دلیل توانایی باکتری در رنگبری در دو بخش غلظت‌های کمتر و بیشتر از ppm 40 تحلیل شد. اثر‌گذارترین فاکتور، pH بود و با افزایش pH در محدوده 6-9، رنگبری به‌طور چشمگیری افزایش یافت. فاکتور دما در محدوده 35 -C˚40 تاثیر چندانی بر رنگبری نداشت. مقایسه طیف‌های حاصل از HPLC و UV-Vis قبل و بعد از رنگبری و همچنین مشاهده پدیده توتومری در طیف‌های حاصل از IR موید رنگبری قابل توجه می‌باشد. به‌علت اینکه باکتری مذکور نمک دوست و تحمل‌پذیر نمک است، در تمامی مراحل آزمایش (W/V) 5% کلریدسدیم در نظر گرفته شده است.

https://pr.ripi.ir/article_598_c40fd202186c3e3dd30857b52aa445ee.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Experimental Comparative Study of Miscibility Between CO2 and Crude and Synthetic Oils-Case Study: One of Iranian South Reservoir بررسی آزمایشگاهی مقایسه امتزاج‌پذیری گاز دی اکسید کربن و نفت‌های خام و سنتز شده مطالعه موردی: یکی از مخازن جنوب ایران 88 99 599 10.22078/pr.2016.599 FA صادق حسن‌پور بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز محمد‌رضا ملایری بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز مسعود ریاضی مرکز تحقیقات پیشرفته ازدیاد برداشت از مخازن نفتی، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز Journal Article 2016 06 01 One of the major problems in Enhanced Oil Recovery (EOR) processes is the precipitation and deposition of asphaltene. This may lead to formation damage or partial and utter obstruction of flow passages around the well, deposition of asphaltene on the surface of reservoir rock as well as wettability alteration from water- to oil-wetted, and deposition in processing units. The present study investigates the miscibility of synthetic oils with or without asphaltene and compares it with that of crude oil from one of the Iranian oil fields in the presence of CO2 gas using vanishing interfacial tension (VIT) technique. The experiments were conducted at a given temperature but for different pressures. The experimental results showed that normal paraffin, in the oil phase, served as instability agent for the precipitation of asphaltene. The higher content of n-paraffin resulted in more and faster precipitation of asphaltene at the gas/oil interface. Once this occurred then the slope of IFT curve between gas and oil increased resulting in decreased CO2 solubility. Furthermore, based on IFT measurements, the speed of approaching to miscibility is reduced in vicinity of the onset of asphaltene precipitation. Thus, asphaltene aggregation in the gas/oil interface is accompanied by reduced slop of VIT curve which made the miscibility condition harder to reach. از مشکلات مهم در فرآیندهای ازدیاد برداشت نفت، احتمال ترسیب و نشست آسفالتین می‌باشد. این مساله ممکن است منجر به آسیب سازند یا انسداد ناحیه جریان در اطراف چاه، جذب آسفالتین بر سطح کانی‌های مخزن و سپس تغییر ترشوندگی مخزن از حالت آب‌تر به نفت‌تر، ترسیب در واحدهای فرآورش سیال و در نتیجه کاهش بازیابی مؤثر نفت شود. مطالعه حاضر به بررسی و مقایسه اثر نفت‌های سنتزی حاوی نرمال پارافین در حالت بدون آسفالتین و با آسفالتین و نفت خام بر کشش بین سطحی گاز دی اکسید کربن- نفت در دمای ثابت و فشارهای مختلف با استفاده از روش ناپدید شدن کشش بین سطحی می‌پردازد. نتایج نشان می‌دهند که نرمال پارافین به‌عنوان عامل ناپایداری ذرات آسفالتین در سطح فاز نفتی عمل کرده و افزایش مقدار آن در ترکیب نفتی سبب انتقال بیشتر آسفالتین به سطوح بین نفت و گاز می‌شود که این خود موجب افزایش کشش بین سطحی سیالات و کاهش انحلال‌پذیری دی اکسید کربن می‌گردد. همچنین در فرآیند کاهش کشش بین سطحی با افزایش فشار، سرعت رسیدن به امتزاج‌پذیری نسب به فشار، در اطراف نقطه آغاز ترسیب آسفالتین، کاهش می‌یابد. تجمع آسفالتین در سطح تماس نفت- گاز برای نفت‌های حاوی آسفالتین، بر روند شیب نمودار ناپدید شدن کشش بین سطحی در حرکت به سمت شرایط امتزاج‌پذیری، اثر می‌گذارد و ترسیب آسفالتین سبب کاهش شیب نمودار کشش بین سطحی شده که دستیابی به شرایط امتزاج‌پذیری را سخت‌تر می‌کند.

https://pr.ripi.ir/article_599_b60e22a14b23ff8f1d533f893a553ea8.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Estimation of Total Organic Carbon Log Using Ggeochemical and Petrophysical Data by Artificial Neural Networks in Azadegan Oil Field تخمین نگار کربن آلی کل با استفاده از داده‌های ژئوشیمیایی و پتروفیزیکی توسط شبکه عصبی مصنوعی در میدان نفتی آزادگان 100 110 600 10.22078/pr.2016.600 FA سیروس قلی‌پور گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات تهران علی کدخدائی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم طبیعی، دانشگاه تبریز محمدرضا کمالی پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی پژوهشگاه صنعت نفت، Journal Article 2016 06 01 The amount of total organic carbon (TOC) is one of the major geochemical parameters, which is used to evaluate hydrocarbon generation potential of source rocks. Measurement of such an important parameter requires performing tests on small-scale drill cuttings which is too expensive and time-consuming. Meanwhile, it is measured using a limited number of samples. However, petrophysical data are accessible for all drilled wells in a hydrocarbon field. In this paper, artificial neural network technology was used to estimate TOC from petrophysical logs. The correlation coefficient between the estimated and measured TOC data from Rock Eval pyrolysis is 71% ,which is an acceptable value. The results of this study show that artificial intelligence is successful in estimating TOC data. Formation source rocks of the studied oilfield are Kazhdumi and Gadvan which constitute the main source rocks of Iran. The presented methodology is illustrated by using a case study from one well of Azadegan oil field in Abadan plain یکی از پارامترهای مهم ژئوشیمیایی، مقدار کربن آلی کل (TOC) می‌باشد. این پارامتر جهت ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سنگ منشأ استفاده می‌شود و اندازه‌گیری این پارامتر مهم مستلزم انجام آزمایشات ژئوشیمیایی بر روی خرده‌های حفاری بوده که بسیار پرهزینه و وقت‌گیر می‌باشد و انجام آن بر روی تعداد محدودی نمونه صورت می‌گیرد. در حالی که ما اکثر چاه‌های حفاری شده در یک میدان نفتی، داده‌های پتروفیزیکی در اختیار می‌باشد. در این مقاله از فناوری شبکه عصبی مصنوعی جهت تخمین نگار TOC از داده‌های پتروفیزیکی استفاده شده است. در این مقاله با نظارت داده‌های TOC حاصل از مغزه‌های حفاری با کمک داده‌های پتروفیزیکی، جهت تخمین نگار TOC استفاده شده است،که مقدار ضریب همبستگی بین نگار TOC تولید شده با داده‌های TOC حاصل از پیرولیز راک ایول، 71% بوده است که مقدار قابل قبولی می‌باشد. نتایج حاصل از این مطالعه نشان می‌دهد هوش مصنوعی در تخمین TOC موفق است. سنگ‌های منشأ موجود در این میدان نفتی سازندهای کژدمی و سازند گدوان می‌باشد که جزء مهم‌ترین سنگ‌های منشأ در ایران می‌باشند. روش ارائه شده همراه با مثال موردی در یک حلقه از چاه‌های میدان آزادگان واقع در دشت آبادان توضیح داده شده است.

https://pr.ripi.ir/article_600_be15949b62fa790f763d230375f763dc.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Experimental Study and Modeling of Effective Parameters on BTEX Emissions from Gas and NGL Plants مطالعه تجربی و مدل‌سازی عوامل مؤثر برکاهش انتشار BTEX در کارخانه‌های گاز و گاز مایع 111 122 601 10.22078/pr.2016.601 FA علیرضا دهاقین پژوهشکده محیط زیست و بیوتکنولوژی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران حسین تقدیسیان پژوهشکده محیط زیست و بیوتکنولوژی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران رادا زراسوند اسدی پژوهشکده محیط زیست و بیوتکنولوژی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران Journal Article 2016 06 01 Recent developments in the environmental regulations of benzene emission indicate the growing awareness about the adverse effects of this compound. The BTEX (i.e. benzene, toluene, ethyl benzene and xylen isomers) which are absorbed by the glycol solvent during dehydration of natural gas, will be emitted to the atmosphere upon thermal regeneration of the solvent. In the present work, quantitative and qualitative analysis of the BTEX emissions from a glycol dehydration unit in southern Iran were performed and an appropriate mitigation method for these emissions was proposed. In order to investigate the effect of operational parameters and the mitigation methods on the BTEX emissions, the glycol dehydration unit was simulated in Aspen HYSYS. The results showed that the emission of benzene, toluene, ethyl benzene and xylen isomers to the atmosphere were about 3770, 1007, 15 and 20 kilogram per year, respectively. Furthermore, the simulation results revealed that the BTEX emissions could be reduced by using an air cooler condenser after glycol regeneration tower while the benzene emission meets the Canada standard level at 1997. وجود قوانین زیست محیطی سخت‌گیرانه در مورد انتشار ترکیباتی همچون بنزن، تولوئن، اتیل‌بنزن و زایلن (BTEX)، اهمیت انتشار این ترکیبات را در صنایع نفت و گاز نشان می‌دهد. این ترکیبات در طی عملیات نم‌زدایی از گاز، جذب حلال (گلایکول) شده و سپس در طی عملیات احیای حلال، به اتمسفر راه می‌یابند. در این پژوهش انتشار بنزن، تولوئن، اتیل بنزن و زایلن از یکی از واحدهای مایعات گازی در جنوب کشور به‌صورت کمّی و کیفی مورد ارزیابی قرار گرفته و راهکار مناسب جهت کاهش انتشار این آلاینده‌ها ارائه شده است. با توجه به تأثیر عوامل عملیاتی بر میزان انتشار این ترکیبات، فرآیند احیای گلایکول شبیه‌سازی شده و تأثیر این عوامل بر میزان انتشار ترکیبات فوق و همچنین تأثیر روش‌های کنترل بر کاهش انتشار آنها مورد بررسی قرار گرفت. نتایج به‌دست آمده نشان می‌دهد میزان انتشار بنزن، تولوئن، اتیل‌بنزن و زایلن از خروجی برج احیاء حلال در این واحد به‌ترتیب در حدود 3770، 1007، 15 و kg 20 در سال می‌باشد. همچنین بررسی‌های انجام شده نشان می‌دهد که مناسب‌ترین گزینه جهت کاهش انتشار این ترکیبات در واحد عملیاتی مورد نظر، استفاده از خنک‌کننده‌های هوایی می‌باشد. وجود این سامانه باعث کاهش میزان انتشار BTEX به زیر حد استاندارد وضع شده در کانادا در سال 1997 می‌شود.

https://pr.ripi.ir/article_601_83def5fc28012cb99929fac58e0a8e10.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Evaluationof the Bioaugmentation Technique in the Bioremediation Process of Diesel Contaminated Soils تکنیک زیست فزونی در حذف زیستی گازوییل از خاک 123 131 602 10.22078/pr.2016.602 FA مهری حسینی گروه میکروبیولوژی، دانشکده علوم زیستی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران شمال، ایران عباس اخوان سپهی گروه میکروبیولوژی، دانشکده علوم زیستی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران شمال، ایران میترا صالحی گروه میکروبیولوژی، دانشکده علوم زیستی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران شمال، ایران Journal Article 2016 06 01 Physical and chemical methods are among the most common methods used for removing oil pollutions. But these methods are very difficult, dangerous and costly. Under certain circumstances, biotechnology could offer more effective approaches for decontaminating polluted sites. To that effect, the objective of this research is to assess the efficacy of bioaugmentation technique in the elimination of oil pollutions.In this research, Diesel fuel contaminated soil was held for 100 days in cubic columns measuring one cubic meter in the ambiance temperature with relative humidity at 50%. This soil was compared with diesel-contaminated soil before undergoing microbial inoculation. Bioaumengtation was done with microbes achieved from screening and parameters, pH and gas chromatography analysis. The results obtained from the total count of microorganisms and gas chromatography analysis indicate that during 100 days period following microbial inoculation, the soil columns have seen an increase in microbial population from 2×106 to 2.6×1010. Biochemical and molecular tests showed that gram negative bacilli (pseudomonas) were the most dominant microorganism and the qualitative and quantitative analysis with gas chromatography device shows that some components in the treated samples have disappeared or declined by bioaugmentation. Studies conducted on Diesel fuel soaked samples by gas chromatography device showed bioremediation of Diesel fuel contamination by microbes obtained from the screening stage. روش‌های فیزیکی و شیمیایی مورد استفاده برای پاک‌سازی آلاینده‎های نفتی، روش‌هایی بسیار دشوار، خطرناک و پرهزینه هستند. ولی بیوتکنولوژی، بسیاری از اوقات راهکارهای موثرتری را برای آلودگی زدایی از محل‌های آلوده فراهم می‌آورد. هدف از این پژوهش، ارزیابی تکنیک زیست فزونی در حذف آلاینده‌های نفتی می‌باشد. در این پژوهش خاک‌های آلوده به گازوییل به مدت 100 روز در ستون‌های مکعب مستطیل به ابعاد m 1×1×1 در دمای محیط و رطوبت نسبی 50% تحت عمل زیست فزونی با میکروب‌ها قرار گرفت و با نمونه خاک آغشته به گازوییل بدون تلقیح میکروبی مقایسه گردید و در نهایت جدایه به‌دست آمده توسط تست‌های بیوشیمیایی و مولکولی شناسایی شد. نتایج شمارش کلی میکروارگانیسم‌ها و آنالیز گاز کروموتوگرافی بیان‌گر این واقعیت است که در مدت 100 روز پس از تلقیح میکروبی ستون‌های خاک مورد نظر، جمعیت میکروبی خاک از 6 10 × 2 به cfu 10 10× 6/2 افزایش داشته است که با توجه به نتایج تست‌های بیوشیمیایی و مولکولی، مشخص شد که در این بین باسیل‌های گرم منفی اکسیداز مثبت (پسودوموناس آئروژینوزا)، جمعیت غالب را تشکیل می‌دهند. آنالیز کیفی و کمی به کمک دستگاه گاز کروموتوگرافی نشان می‌دهد که برخی از اجزاء موجود در نمونه تحت درمان، توسط زیست فزونی از بین رفته یا کاهش یافته‌اند. بررسی‌های انجام شده روی نمونه‌های آغشته به گازوییل توسط دستگاه گاز کروموتوگرافی نشان‌دهنده پاک‌سازی زیستی آلاینده گازوییل توسط میکروب‌های به‌دست آمده از مرحله غربال‌گری می‌باشد.

https://pr.ripi.ir/article_602_89936db2234ed2d15bc0fa4c4deb32f7.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Investigation of Hydrocarbon Generation Potential of Mobarak Formation by the Use of Pyrolysis Rock-eval2 Geochemical Method بررسی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند مبارک با استفاده از روش ژئوشیمیایی پیرولیز راک- ایول 2 132 144 603 10.22078/pr.2016.603 FA مهناز حکمت شعار دانشکده علوم زمین، دانشگاه دامغان، ایران علی اکبر حسن نژاد دانشکده علوم زمین، دانشگاه دامغان، ایران محمود معماریانی پژوهشکده علوم زمین، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران حسین مصدق دانشکده علوم زمین، دانشگاه خوارزمی، تهران Journal Article 2016 06 01 In order to evaluate the hydrocarbon potentiality of Mobarak Formation in Mighan Section (situated in North-East Shahrood City), of East Alborz, 19 surface rock samples were collected for Rock-Eval-2 pyrolysis. The obtained Results indicated that the Mobarak Formation in Mighan section region has relatively high TOC, adequate Tmax values and with moderate hydrocarbon potentiality, have passed diagenesis stage. Plotting of Tmax values verses Hydrogen index (VanKrevelen diagram) for the given samples revealed that The Mobarak Formation in Mighan section has kerogen of type III with little amount of mixed type II/III kerogen. The organic matter of Mobarak Formation in the Mighan section with Tmax between 455-498°C has already crossed the oil window and has reached the wet gas generating stage. Based on OI and HI indices and distribution of samples on organic facies diagram, the majority of samples are belonging to CD and D groups region, indicating slightly an oxidized environment for Mobarak Formation. With respect to S2/S3 ratios, the upper horizons of Mobarak Formation contain has higher quality of organic matter in comparison to lower sediment layers. With increase of TOC contents, apparently input of organic matter with terrestrial origin with sedimentation fixed rate, has been prevailed in sedimentary basin. ه منظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربن‌زایی سازند مبارک، تعداد 19 نمونه سطح‌الارضی از برش میغان در شمال شرق شاهرود (البرز شرقی) مورد آنالیزهای ژئوشیمیایی پیرولیز راک– ایول2 قرار گرفت. نتایج حاصل نشان داد که سازند مبارک در برش مذکور با داشتن مقادیر نسبتاً بالای کل کربن آلی و تحمل درجه حرارت کافی، دارای پتانسیل هیدروکربن‌زایی بوده که از مرحله دیاژنز عبورکرده است. رسم مقادیر Tmax در مقابل شاخص هیدروژن (دیاگرام ون کرولن)، برای نمونه‌های مورد مطالعه نشان داد که، سازند مبارک در منطقه میغان دارای کروژنی از نوع III و به مقدار کمتر مخلوطی از کروژن نوع II/III می‌باشد. مواد آلی موجود در سازند مبارک در برش مذکور با داشتن Tmax بین 455 تا C° 498، از پنجره نفت‌زایی عبور کرده و به مرحله تولید گاز مرطوب رسیده است. توزیع داده‌ها بر روی منحنی تغییرات رخساره آلی براساس مقادیر OI در مقابل HI عمدتا در محدوده گروه D و CD قرار دارد که معرف محیط اکسیدان می‌باشد. با توجه به نسبت S2/S3 مواد آلی افق‌های بالایی این سازند در مقایسه با لایه‌های زیرین کیفیتی بالاتر دارد. با افزایش اندک در محتویات کل کربن نمونه‌ها، به نظر می‌رسد ورود مواد آلی با منشاء خشکی و با نرخ رسوب‌گذاری نسبتا ثابت به حوضه رسوبی رخ داده باشد.

https://pr.ripi.ir/article_603_bdfeff19bdc7b655dbf83ce10d6e38cc.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Geochemical Assessment of Early Cretaceous Garau Formation in Anjir and Kabir Kuh Anticlines of Lurestan Zone, Northwest of Zagros, Iran ارزیابی ژئوشیمیایی سازند گرو در طاقدیس‌های انجیر و کبیرکوه در جنوب غرب ناحیه لرستان 145 159 604 10.22078/pr.2016.604 FA حجت محبوبی‌پور گروه زمین‌شناسی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات، تهران محمدرضا کمالی پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران علی سلگی گروه زمین‌شناسی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات، تهران Journal Article 2016 06 01 Deposition of organic rich black shales and argillaceous limestones in the Berriasian-Turonian interval have been documented from different parts of the world. The Early Cretaceous Garau Formation, based on geological and geochemical reports is well exposed in northwest of Zagros, Iran (Lurestan Zone) as a hydrocarbon source rock. However, these reports lack comprehensive results of experimental analysis and studies. In this study, samples from Garau Formation obtained from Anjir anticline (n=12 cuttings from well ANR-1) and Kabir Kuh anticline (n=5 cuttings from well KAK-1 and 11 outcrop samples from Tange Garau) from Lurestan Zone were subjected to Rock–Eval pyrolysis, Gas Chromatography(GC), Gas Chromatography-Mass-Spectrometry (GC-MS) and vitrinite reflectance measurement (Ro%) techniques. Analytical results show that average values for TOC (1.75 and 2.55%), Tmax (445 and 475оC) and Ro (0.895 and 0.974%) in these two anticlines respectively, suggesting good to very good hydrocarbon source rock with late oil window and early gas generation maturity. Most samples have a mixture of kerogen types II/III and type III. Biomarker characteristics including normal alkanes, distribution of the hopanes and steranes indicated the presence of dominant marine organic matter with a minor terrestrial organic input that were deposited in a marine environment under reducing conditions. The results obtained from characteristic biomarkers also suggest that the Garau Formation is thermally mature in the above mentioned two anticlines which are in agreement with the results of Rock-Eval pyrolysis and vitrinite reflectance measurements. گسترش سنگ آهک‌های آرژیلی و شیل‌های سیاه رنگ غنی از مواد آلی در بازه زمانی بریازین تا تورونین (کرتاسه زیرین) در بخش‌های مختلفی از دنیا به‌عنوان سنگ منشا بسیاری از مخازن نفت و گاز گزارش شده است. در ایران نیز براساس گزارش‌های زمین‌شناسی و ژئوشیمیایی سازند گرو در این بازه زمانی در مناطق غرب کشور به‌ویژه در منطقه لرستان به‌عنوان سنگ منشأ مطرح شده است، لیکن در این گزارش‌ها، اطلاعات منسجمی از نتایج آنالیزها و مطالعات انجام شده در دسترس نیست .در این مطالعه، نمونه‌هایی از سازند گرو در بخش جنوبی ناحیه لرستان از طاقدیس انجیر (12 نمونه خرده حفاری مربوط به چاه ANR-1)، و طاقدیس کبیرکوه (5 نمونه خرده حفاری مربوط به چاه KAK-1 و 11 نمونه سطحی از تنگ گرو)، انتخاب و با استفاده از تکنیک‌هاى ژئوشیمیایى متداول نظیر پایرولیز راک- اول (Rock-Eval/yrolysis)، کروماتوگرافى گازی (GC)، کروماتوگرافى گازى- طیف سنجى جرمی (GC-MS) و اندازه‌گیری انعکاس ویترینیت (اRo%) تحت آنالیز قرار گرفتند. با توجه به نتایج آنالیزها، میانگین کل کربن آلی به‌ترتیب، 75/1 و 55/2% و میانگین Tmax به‌ترتیب، 445 و C° 475 و میانگین انعکاس ویترینیت به‌ترتیب 895/0 و 974/0% در این دو تاقدیس می‌باشد که نشان‌دهنده سنگ منشائی با توان هیدروکربن زایی خوب تا بسیار خوب با درجه پختگی اواخر پنجره نفت‌زایی و شروع گاززایی است. نوع کروژن نمونه‌ها غالبا ترکیبی از نوع IIIا/ II و نوع III می‌باشند. مطالعات بیومارکرى (بررسی نحوه توزیع آلکان‌های نرمال، استران‌ها و هوپان‌ها) بیانگر وجود مواد آلى با منشاء دریایى و مقادیر جزئی مواد آلى حمل شده از خشکى است که در یک شرایط احیایى نهشته شده‌اند. بررسى پارامترهاى بلوغ بیومارکری نیز، حاکى از بلوغى در حد اواخر پنجره نفت‌‌زایى براى مواد آلى تجمع یافته در این دو تاقدیس مى‌باشد که نتایج حاصل از آنالیزهای راک- اول و انعکاس ویترینایت را تایید می‌نمایند

https://pr.ripi.ir/article_604_72eb31dbcbde9b6b48f4887bb70432cc.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Evaluation of Pressure Drop Empirical Correlations in Producing Wells of a Gas Condensate Field ارزیابی روابط تجربی افت فشار در چاه‌های تولیدی یک میدان گاز میعانی 160 171 605 10.22078/pr.2016.605 FA رضا آذین دانشکده مهندسی نفت گاز و پتروشیمی، دانشگاه خلیج فارس، بوشهر شهریار عصفوری دانشکده مهندسی نفت گاز و پتروشیمی، دانشگاه خلیج فارس، بوشهر رباب چاهشوری دانشکده مهندسی نفت گاز و پتروشیمی، دانشگاه خلیج فارس، بوشهر محمد حسین حیدری سورشجانی پژوهشکده ازدیاد برداشت مخازن، شرکت ملی نفت، تهران، ایران شهاب گرامی پژوهشکده ازدیاد برداشت مخازن، شرکت ملی نفت، تهران، ایران 0000-0002-7420-8360 Journal Article 2016 06 01 Usually, multiphase flow often occurs in producing wells of gas condensate reservoirs. Different correlations were proposed for predicting pressure drop in such reservoirs. However, no correlation or model is found to predict pressure drop in a wide range of operating conditions. In this paper, pseudo spontaneous potential logging (PSP) data measured at field conditions are used to compare the performance of different correlations in predicting pressure drop and liquid holdup in four gas condensate producing wells. Measured field data from four layer wells were used to tune the vertical lift performance (VLP) correlations and best correlations were recommended from matching between measured data and tuned correlations. Finally, measured wellhead pressure and gas flow rate were used to calculate and compare bottom-hole pressure from correlations of pipesim and after-before tuned correlations of prosper with minimum error. By comparing simulation results, Gray, from pipesim software and hagedorn & brown and petroleum expert2 correlations were found most accurate correlations for gas condensate wells from prosper sftware. Results of this study open a new screening criteria for selecting the best correlations to be applied in lean gas condensate wells. در چاه‌های مخازن گاز میعانی عمدتاً جریان چندفازی مشاهده می‌شود. روابط مختلفی جهت پیش‌بینی افت فشار پیشنهاد شده، ولی تا به حال هیچ رابطه‌ای یافت نشده که افت فشار را در محدوه وسیعی از شرایط عملیاتی پیش‌بینی نماید. در این مقاله با استفاده از داده‌های اندازه‌گیری شده در ابزار نمودارگیری پتانسیل شبه خودزا در چهار لایه یک مخزن گاز میعانی به مقایسه‌ روابط مختلف تجربی پیش‌بینی افت فشار و ماندگی مایع پرداخته شده و بهترین روابط با استفاده از دو نرم‌افزار ارائه شده است. سپس با کاربرد داده‌های اندازه‌گیری شده، روابط نرم‌افزار پراسپر بهینه‌سازی گردید. درنهایت فشار ته‌چاهی از رابطه‌ کمینه خطای نرم‌افزار پایپ‌سیم و روابط قبل و پس از بهینه‌سازی نرم‌افزار پراسپر محاسبه شد. از مقایسه‌ نتایج شبیه‌سازی دو نرم‌افزار، تطابق مطلوبی بین روابط بهینه‌ هاگیدورن- برون و پترولیوم اکسپرت از نرم‌افزار پراسپر و رابطه‌ گری از نرم‌افزار پایپ‌سیم مشاهده گردید. نتایج حاصل از این پژوهش، روش جدیدی در غربال‌گری روابط تجربی پیش‌بینی رفتار جریانی و ماندگی چاه‌های گاز میعانی فقیر معرفی می‌نماید.

https://pr.ripi.ir/article_605_25cd015be31e7dff39edcc2d5925398e.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Preparation and physico/chemical characterization of composite cation exchange membranes filled with carbon nanotubes and carbon nanotubes-co-copper nanolayer composite nanoparticles ارزیابی ویژگی‌های شیمی/ فیزیکی غشاهای کامپوزیتی تبادل کاتیونی حاوی نانو لوله‌های و نانو ذرات ترکیبی نانو لوله‌های کربن پوشش شده با نانو لایه‌های مس 172 179 606 10.22078/pr.2016.606 FA اکبر زنده‌نام گروه فیزیک، دانشکده علوم پایه، دانشگاه اراک سعیده مختاری گروه فیزیک، دانشکده علوم پایه، دانشگاه اراک سیدمحسن حسینی گروه مهندسی شیمی، دانشکده فنی مهندسی، دانشگاه اراک مهرفام ربیعیان گروه فیزیک، دانشکده علوم پایه، دانشگاه اراک Journal Article 2016 06 01 In this study, polyvinyl chloride based heterogeneous cation exchange membranes were prepared by solution casting techniques using tetrahydrofuran as solvent and cation exchange resin powder as functional groups agent. The effect of functionalized multi walled carbon nano tubes and also Cu nanolayer coated MWCNTs composite nanoparticles on physico/chemical properties of membranes was studied. The Cu nanolayer coated MWCNTs composite nanoparticles were prepared by magnetron sputtering method. Scanning electron microscopy and scanning optical microscopy were utilized to investigation of membranes’ structural properties. The images showed uniform particles distribution for the membranes. Also the electrochemical characteristics of membrane were studied. The results revealed that membrane transport number, selectivity and flux were improved by using both nanoparticles in membrane matrix. Also the modified membrane containing Cu nanolayer coated Multi Walled Carbon Nano Tubes showed higher selectivity and ionic flux compared to membrane containing MWCNTs and un-modified membrane. در این پژوهش، غشاهای تبادل یونی شبکه آمیخته پلی وینیل کلراید با استفاده از حلال تتراهیدروفوران و پودر ذرات رزین تبادل کاتیونی، به روش قالب‎‌گیری محلول پلیمری تهیه گردید. اثر وجود نانو لوله‌های کربن و نیز نانو ذرات سنتزی ترکیبی نانو لوله کربن- نانو لایه مس بر خواص شیمی- فیزیکی غشاء های ساخته شده بررسی شد. نانو ذرات ترکیبی مورد استفاده در این تحقیق با استفاده از تکنولوژی کندوپاش مگنترون که یک روش لایه نشانی فیزیکی می‌باشد، تهیه گردید. در این روش نانو لایه‌های مس بر روی جداره نانو لوله‌های کربنی چند دیواره لایه نشانی شد. آنالیزهای عکس‌برداری الکترون روبشی و عکس‌برداری نوری جهت بررسی خواص ساختاری نمونه‌های تهیه شده مورد استفاده قرار گرفت. عدد انتقالی، انتخاب‌پذیری و تراوش‌پذیری/ فلاکس یونی غشاء‌ها بررسی گردید. نتایج نشان داد که غشای تهیه شده به‌وسیله نانو ذرات ترکیبی نانو لوله کربن- نانو لایه مس، انتخاب‌پذیری و فلاکس یونی بالاتری در مقایسه با غشای بدون نانو ذره و نیز غشای نانوکامپوزیتی حاوی نانو لوله‌های کربنی دارد.

https://pr.ripi.ir/article_606_fe3d4ed433928c413a280db221823ada.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 25 2-85 2016 02 20 Mechanism of Fracture Initiation and Propagation Using a Tri-axial Hydraulic Fracture Test System on the Cement Blocks مکانیسم شروع و گسترش شکست با استفاده از یک سیستم آزمایش شکافت هیدرولیکی سه محوره بر روی نمونه‎هایی از بلوک‌های سیمانی 180 189 607 10.22078/pr.2016.607 FA علی نقی دهقان دانشگاه آزاد اسلامی، واحد علوم و تحقیقات تهران، گروه مهندسی معدن کامران گشتاسبی دانشگاه تربیت مدرس، دانشکده فنی و مهندسی، گروه مهندسی معدن، ایران کاوه آهنگری دانشگاه آزاد اسلامی، واحد علوم و تحقیقات تهران، گروه مهندسی معدن، ایران یان جین دانشگاه نفت چین، گروه مهندسی نفت، پکن، چین جنیفر میسکیمینس مدرسه معدنی کلرادو، گروه مهندسی نفت، گلدن، آمریکا Journal Article 2016 06 01 In this study, a series of laboratory tests using a real Tri-axial Hydraulic Fracture System were performed to investigate the mechanism of fracture initiation and propagation on thecement blocks in different reservoirs in normal and tectonic stress regimes. The influences of crustal stress field, confining pressure, and natural fractures on the fracture initiation and propagation were discussed. Experimental results demonstrate that stress concentration around the hole would significantly increase the fracture pressure of the rock. At the same time, natural fractures in the borehole wall would eliminate the stress concentration, which leads to a decrease about two thirds in the fracture initiation pressure. Two interaction types between induced fractures with pre-fracture were observed including crossing and opening the pre-existing fracture. In a normal stress regime, hydraulic fracture crossed the pre-fracture. But in tectonically stressed or shallow reservoirs, due to high interaction between hydraulic and natural fractures, hydraulic fracture was arrested by opening of the pre-fracture. در این مطالعه مجموعه‌ای از آزمایش‌ها با استفاده از یک سیستم شکافت هیدرولیکی سه محوره واقعی به منظور بررسی مکانیسم شروع و گسترش شکافت هیدرولیکی بر روی نمونه‌های سیمانی شکاف‌دار و فاقد شکاف در شرایط رژیم تنش نرمال و تکتونیکی انجام شد و تاثیر میدان تنش و شکاف‌های طبیعی بر روی شروع و گسترش شکاف هیدرولیکی مورد بحث قرار گرفت. نتایج آزمایشگاهی نشان می‌دهد که تمرکز تنش در اطراف چاه به میزان مشخصی، فشار شکست در سنگ را افزایش می‌دهد. به‌گونه‌ای که وجود شکاف طبیعی در دیواره چاه این تمرکز تنش را از بین برده و منجر به کاهش فشار شروع شکست به حدود دو سوم فشار در نمونه‌های بدون شکاف طبیعی شده است. همچنین دو نوع برهم‌کنش میان شکافت هیدرولیکی و شکاف طبیعی (شکاف موجود) در نمونه‌های شکاف‌دار مشاهده شد که عبارتند از قطع‌شدگی و بازشدگی شکاف طبیعی. در شرایط رژیم تنش نرمال، شکافت هیدرولیکی شکاف موجود را قطع کرده و از آن عبور می‌نماید. در صورتی‌که در شرایط رژیم تنش تکتونیکی به‌علت افزایش برهم‌کنش میان شکافت هیدرولیکی و شکاف موجود حتی در تنش تفاضلی بالا، شکافت هیدرولیکی با باز شدن شکاف موجود به دام افتاده و قادر به عبور از آن نمی‌باشد.

https://pr.ripi.ir/article_607_3ada7571448a226eebfb8147b54655d0.pdf